TURPE 7 en 2025 : le tarif d'acheminement de l'électricité
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Le TURPE est l'acronyme désignant le Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics de l'Électricité. Il est intégré directement au prix de l'électricité facturé aux consommateurs par les fournisseurs et représente autour du quart du montant total des factures des particuliers. Il permet de couvrir l'essentiel des besoins de financement d'Enedis et de RTE pour leurs missions de service public du transport de l'électricité en France. Son mode de calcul est réévalué tous les quatre ans ; le TURPE 7 est en vigueur depuis le 1ᵉʳ août 2025.
Les grands principes du TURPE
Le TURPE vise à garantir une tarification équitable, stable et transparente pour tous les utilisateurs des réseaux publics d'électricité en France, favorisant ainsi une distribution homogène et un accès universel à l'électricité.
Uniformité du tarif avec tous les fournisseurs
L'un des principes majeurs du TURPE est son uniformité quel que soit le fournisseur d’électricité. Cela signifie que, peu importe le fournisseur que choisissent les consommateurs, le tarif d'acheminement de l'électricité reste le même pour tous.
Les consommateurs paient un même TURPE, que ce soit chez EDF ou n'importe quel concurrent d'EDF. Le montant payé dépendra, comme on le verra, de la puissance du compteur et de la consommation du foyer.
Péréquation tarifaire
Le principe de péréquation tarifaire assure que le TURPE est identique en tout point du territoire national. Les coûts d'acheminement sont répartis équitablement sur l'ensemble du pays, indépendamment des coûts réels qui peuvent varier d'une région à l'autre.
En d'autres termes, même si certains territoires sont plus coûteux à desservir en électricité en raison de leur éloignement ou de leur faible densité de population, ces coûts supplémentaires ne sont pas directement répercutés sur les habitants de ces zones. Ce lissage tarifaire soutient ainsi les régions plus difficiles d'accès ou moins peuplées afin d'éviter les disparités.
Tarification type timbre-poste
Selon ce principe, le tarif pour l'acheminement de l'électricité est le même quelle que soit la distance parcourue par l'électricité entre le point de production et le point de consommation.
Contrairement au gaz naturel où les tarifs varient en fonction de la distance entre le point d'injection et le point de soutirage, l'électricité bénéficie d'un tarif uniforme.
Horosaisonnalité
Depuis le 1ᵉʳ août 2024, le TURPE introduit le principe d'horosaisonnalité dans la composante annuelle de soutirage, avec quatre plages temporelles. La tarification varie selon l'heure de consommation, à savoir en heure pleine ou en heure creuse et la saison de consommation, à savoir en saison haute (en période froide allant de novembre à mars) et en saison basse (d'avril à octobre).
On a donc :
- des Heures Pleines en saison Haute (HPH) ;
- des Heures Creuses en saison Haute (HCH) ;
- des Heures Pleines en saison Basse (HPB) ;
- des Heures Creuses en saison Basse (HCB).
Les objectifs de financement
Le TURPE finance 90% des recettes des gestionnaires de réseaux. Ces gestionnaires sont RTE pour le transport et Enedis pour la distribution, en plus des distributeurs locaux sur leurs zones de desserte (les ELD, présentes sur 5 % du territoire, comme à Grenoble et Strasbourg).
Les 10 % restants proviennent de prestations annexes fournies par Enedis à la demande directe des consommateurs, comme pour la mise en service lors d'un déménagement, les changements de puissance, etc.
Parmi le large éventail de dépenses liées aux infrastructures de transport et de distribution de l’électricité en France financé par le TURPE, nous retrouvons :
- La maintenance et exploitation des infrastructures incluant les lignes haute, moyenne et basse tension. Cela consiste en la réparation, le remplacement d'équipements défaillants, la gestion des postes de transformation, et le contrôle de la qualité du réseau pour éviter les pannes.
- La gestion administrative des réseaux comme la gestion des dossiers des utilisateurs, l'accueil et le service client, la facturation et le recouvrement.
- La pose et entretien des dispositifs de comptage comme les compteurs communicants Linky.
- Le développement et modernisation des réseaux comme par exemple de nouveaux projets pour renforcer la capacité du réseau, améliorer sa résilience, et réduire les pertes techniques.
Méthode de fixation par la CRE
Les montants du TURPE sont fixés par la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE). Cet organisme public conduit diverses consultations et détermine un cadre général pour une période de quatre ans. Pendant cette période pluriannuelle, le TURPE est révisé chaque année, généralement au 1er août, pour ajuster les tarifs en prenant en compte l'inflation, des recettes réelles et des coûts de fonctionnement des réseaux.
Le processus de définition du TURPE par la CRE inclut une évaluation approfondie des investissements nécessaires pour les infrastructures, des évolutions réglementaires et des perspectives de consommations d'électricité dont les recettes dépendent.
Une formule de calcul est élaborée pour la période tarifaire définie, avec des paramètres pour les ajustements annuels afin de garantir les recettes nécessaires au financement des gestionnaires de réseaux, qui sont en situation de monopole régulé.
Ajustements annuels
En cas de déséquilibre budgétaire, le tarif peut être ajusté l'année suivante pour s'aligner avec les niveaux de revenus autorisés par la CRE.
Si les revenus prévisionnels ne sont pas atteints ou que les coûts de fonctionnement des réseaux étaient supérieurs aux estimations, le tarif est revu à la hausse. Inversement, si les revenus sont supérieurs aux prévisions, un ajustement à la baisse est effectué pour restituer l'excédent aux utilisateurs du réseau.
Le mode de calcul
3 composantes sont imbriquées :
- la gestion ;
- le comptage - à laquelle vient désormais s'ajouter la composante additionnelle pour le comptage non communicant ;
- le soutirage.
Composante annuelle de gestion
La composante annuelle de gestion dans le TURPE représente un montant fixe de 16,80€ par an pour un particulier. Pour les professionnels, le montant de cette composante varie selon le domaine de tension de raccordement (HTA, BT > 36 kVA, BT ≤ 36 kVA).
La composante annuelle de gestion vise à financer les coûts administratifs et opérationnels que les gestionnaires des réseaux publics de distribution doivent supporter. Cela inclut :
- la gestion des dossiers des utilisateurs ;
- l'accueil physique et téléphonique ;
- les processus de facturation et de recouvrement.
Elle inclut également la rémunération des fournisseurs pour couvrir les coûts de gestion des clients sous contrat unique.
Composante de comptage
La composante annuelle de comptage (CC) couvre diverses dépenses associées aux compteurs électriques. Cela comprend les coûts liés à la fourniture, l'installation et l'entretien des compteurs, ainsi que les dépenses pour le contrôle, la relève et la transmission des données de facturation. Cette composante englobe également les frais pour le processus de reconstitution des flux d'énergie.
Le montant de la composante de comptage est de 22 € par an pour les particuliers équipés d'un compteur Linky.
Composante additionnelle pour le comptage non communicant
Si plus de 37 millions de foyers seront équipés d'un compteur Linky sur le territoire d'Enedis, ce qui a permis de réduire significativement les coûts de relève, près de 2 millions d'utilisateurs disposent encore d'un compteur ancienne génération. Or ces compteurs non communicants nécessitent des relevés manuels, ce qui génère des coûts d’exploitation plus élevés, notamment en termes de ressources humaines et de gestion.
Désormais, une composante supplémentaire, désignée par le sigle CACNC, s'ajoute pour les foyers ayant refusé l'installation du compteur Linky.
- Les utilisateurs non équipés d'un compteur évolué (dont le non-équipement ne résulte pas d'une impossibilité technique due à Enedis) sont redevables d'un socle tarifaire de 7,78 € TTC facturé tous les deux mois, soit 38,90 € HT par an pour couvrir les coûts engendrés.
- Pour ceux qui n'ont pas permis la relève réelle du compteur par un technicien depuis plus de 12 mois, ce montant est majoré de 4,97 € TTC facturé tous les deux mois, soit 24,84 € HT par an.
Composante annuelle de soutirage
La composante annuelle de soutirage (CS) est définie pour refléter le coût réel que chaque utilisateur génère pour le réseau. Cette composante permet ainsi d'optimiser les besoins en investissements et les charges d'exploitation des réseaux.
Elle dépend à la fois de la formule tarifaire d'acheminement, la puissance du compteur, la consommation et l'horosaisonnalité.
On distingue deux FTA :
- Courte Utilisation avec 4 classes temporelles (CU 4).
- Moyenne utilisation avec 4 classes temporelles (MU 4).
Chaque formule tarifaire dispose de ses propres coefficients pondérateurs. Le premier est multiplié par la puissance du compteur du client, et le second selon les heures et les saisons de consommation des kilowattheures d'électricité.
| Formule tarifaire | CU4 | MU4 |
|---|---|---|
| Coefficient pondérateur | 10,11 €/kVA | 12,12 €/kVA |
| 3 kVA | 30,33 € | - |
| 6 kVA | 60,66 € | 72,72 € |
| 9 kVA | 90,99 € | 109,08 € |
| 12 kVA | 121,32 € | 145,44 € |
| 15 kVA | 151,65 € | 181,8 € |
Ainsi, dans le cadre de la puissance de soutirage correspondant au TURPE 7, un client équipé d'un compteur 6 kVA avec la formule tarifaire CU4 (option base, même prix de l'électricité à tout moment de la journée et de la nuit) paiera pour sa puissance et sa formule tarifaire 60,66 € par an.
S'il paraîtrait logique de positionner les usagers en option base sur du CU4 et les HP/HC et Tempo sur du MU4. Que nenni ! Le fournisseur choisit lui-même la FTA la plus avantageuse pour lui en termes de marge.
| Heure Pleine Saison Haute (HPH) | Heure Creuse Saison Haute (HCH) | Heure Pleine Saison Basse (HPB) | Heure Creuse Saison Basse (HCB) | |
|---|---|---|---|---|
| CU 4 | 0,0749 € / kWh | 0,0397 € / kWh | 0,0166 € / kWh | 0,0116 € / kWh |
| MU 4 | 0,070 € / kWh | 0,0373 € / kWh | 0,0161 € / kWh | 0,0111 € / kWh |
Ainsi, un logement consommant 5000 kWh par an en option base (CU4), dont 2500 en HPH, 1000 en HCH, 1000 en HPB et 500 en HCB va donc payer : 2500 x 0,0749 + 1000 x 0,0397 + 1000 x 0,0166 + 500 x 0,0116, soit 249,35 €.
Dans le cadre d'un TURPE réel, ce logement devrait donc payer pour la composante de soutirage 310,01 € chaque année (60,66 + 249,35). Rappelons toutefois que, comme on le détaillera plus bass, dans la pratique, la grande majorité des fournisseurs calculent et facturent un TURPE moyen, basé sur les habitudes de consommation de l'ensemble de leurs clients.
Régulation incitative
Les gestionnaires de réseaux disposent d'incitations fiancières avec des objectifs ambitieux en matière de performance et de qualité de service. Elles incluent la maîtrise des coûts opérationnels, la réduction les délais de raccordement et la qualité de l'électricité distribuée.
Facturation du TURPE
Le montant du TURPE payé par chaque consommateur dépend donc concrètement de 3 facteurs :
- La puissance du compteur (en kVA).
- La consommation d'électricité (en kWh).
- L'horosaisonnalité (selon les 4 plages temporelles), en principe du moins, quand le fournisseur ne facture pas un TURPE moyen.
Utilisez notre simulateur pour calculer le montant de votre TURPE réel à payer chaque année en fonction des tarifs en vigueur en août 2025 :
Calcul du coût du TURPE
Votre TURPE sera de
289 € /an
Formule tarifaire (FTA) moins chère : CU4
Détails pour CU4 :
Composante annuelle de gestion :
16,80 €
Composante de comptage :
22 €
Composante annuelle de soutirage :
250,62 €
Total TURPE :
289,42 €/an
Détails pour MU4 :
Composante annuelle de gestion :
16,80 €
Composante de comptage :
22 €
Composante annuelle de soutirage :
251,23 €
Total TURPE :
290,03 €/an
Part du TURPE sur le prix de l'électricité
Le TURPE fait partie intégrante du prix du kWh d'électricité payé par les consommateurs. Sa part exacte dans les factures de chaque consommateur dépend des facteurs mentionnés précédemment.
Décomposition d'une facture au tarif bleu résidentiel (en %)
À jour en août 2025 - Pour 5000 kWh/an en 6 kVA et en option HPHC - Fourniture : Part couvrant la production et la commercialisation de l'électricité. Réseau : Part couvrant le transport de l'électricité. Taxes et contributions : TVA, CTA, et Accise.
%
Qui paie le TURPE ?
Il est payé par tous les utilisateurs des réseaux électriques publics, qu’ils soient consommateurs finaux ou producteurs d'électricité. Particuliers, professionnels et gros consommateurs comme les industriels sont tous soumis au paiement du tarif Réseaux, intégré dans leurs factures d'électricité.
Les particuliers et les petits professionnels paient le TURPE via un contrat unique avec leur fournisseur d'électricité, ce contrat incluant aussi le contrat d'acheminement. En revanche, les gros consommateurs, comme les industriels, peuvent choisir de séparer les contrats de fourniture et d'acheminement, payant ainsi le TURPE directement aux gestionnaires de réseaux par le biais de contrats spécifiques, tels que le Contrat d’Accès aux Réseaux Publics de Distribution (CARD) ou le Contrat d’Accès aux Réseaux Publics de Transport (CART).
Les producteurs d’électricité doivent également s’acquitter du TURPE pour injecter leur production dans le réseau électrique.
Disparition des formules tarifaires CU et MU et facturation d'un TURPE moyen ou réel
Les formules tarifaires CU (pour l'option Base) et MU DT (pour l'option Heures pleines/heures creuses) ont été remplacées par des options à quatre plages temporelles (CU4 et MU4). Cette évolution vise en principe à inciter les consommateurs à mieux répartir leur consommation d’électricité entre les périodes de pointe et les périodes creuses, tant sur la journée que sur l'année.
Pendant les heures pleines et en saison haute (froide), la demande électrique est plus forte et le réseau plus tendu. La tarification plus élevée pendant des jours et ces heures a pour but d'inciter les consommateurs à moins consommer, et déporter leurs consommations vers les heures creuses.
Or les foyers en tout électrique (chauffage et eau chaude) consomment davantage en hiver (saison haute), et voient donc leurs coûts d'acheminement grimper de l'ordre de 8 %, alors que, d'après nos calculs, ceux qui ne sont pas chauffés à l'électricité voient leurs coûts baisser de l'ordre de 17 % par rapport à la précédente configuration, car de fait, ils bénéficient de tarifs avantageux en saison basse, sans consommer plus lors de la saison haute.
Un non-sens, alors qu'on incite les ménages à se tourner vers le tout électrique, plutôt que le gaz naturel.
Pour l'instant, seul le fournisseur Engie et les offres horosaisonnières d'une poignée de fournisseurs facturent un TURPE « réel » à ses clients. Les autres optent pour un TURPE « moyen » se basant sur l'ensemble des consommations horosaisonnières de leurs clients.
Les changements du TURPE 7
Le TURPE 7 est entré en vigueur le 1ᵉʳ août 2025, pour une durée de quatre ans, jusqu'en 2028. Il vise à répondre aux défis actuels du système électrique français.
Anticiper les mutations et les investissements
Tout d'abord, il y a des besoins importants d’investissements dans les réseaux électriques pour soutenir la transition énergétique en cours et faire face à une hausse prévue de la consommation d'électricité, due notamment à l'électrification de l'industrie, des transports et du chauffage.
De plus, le vieillissement d'une partie du réseau et les besoins croissants d'adaptation au changement climatique nécessitent des investissements supplémentaires pour moderniser et sécuriser les infrastructures. Les dépenses prévisionnelles d'investissement sont en forte augmentation :
- Pour Enedis, elles devraient passer de 4,9 milliards d'euros en 2023 à 7 milliards d'euros en 2028.
- Pour RTE, elles augmenteraient de 2,1 milliards d'euros en 2023 à 6,4 milliards d'euros en 2028.
Le développement de la production d’énergie renouvelable décentralisée impacte également le dimensionnement des réseaux électriques. Rien qu'entre 2019 et 2022, les parcs de production éolien et solaire ont augmenté de près de 40 %, et la croissance n'a pas faible depuis, entraînant une augmentation des raccordements au réseau de distribution.
Évolution de la production d'électricité solaire photovoltaïque en France (en TWh)
Source : RTE - Graphique : Selectra
TWh
Enfin, le développement des installations de stockage, notamment les batteries, est un enjeu clé. À fin octobre 2023, la capacité de stockage par batteries raccordée au réseau atteignait près de 786 MW. Ces installations doivent être prises en compte dans la tarification afin d'optimiser leur contribution au fonctionnement du réseau.
Les principales nouveautés
Le Fonds d’amortissement des charges d’électricité (FACE) a été transféré du TURPE vers le budget de l'État, conformément à la loi de finances pour 2025, ce qui a entraîné une baisse de 1,92 % du TURPE distribution.
Comme on l'a vu, une nouvelle composante additionnelle pour le comptage non communicant (CACNC) a été introduite pour les personnes ayant refusé le Linky.
En hiver, les écarts de prix entre heures pleines et heures creuses ont augmenté significativement, tandis qu'en été, ces écarts ont connu une légère réduction.
Enfin, la CRE propose d'optimiser le placement des heures pleines et des heures creuses pour mieux refléter les contraintes du système électrique et l'évolution du mix de production. Ceci devrait comprendre :
- La suppression des heures creuses entre 11h et 14h en hiver, période critique pour l'équilibre offre-demande.
- L'ajout d'heures creuses en journée durant l'été, notamment entre 11h et 17h, pour encourager la consommation pendant les heures de forte production solaire.
| Saison | Heures creuses existantes à déplacer | Heures creuses à ne pas attribuer aux nouveaux clients | Heures creuses à favoriser |
|---|---|---|---|
| Haute (novembre à mars) | De 7h à 11h et de 17h à 21h | De 11h à 14h | Libre |
| Basse (avril à octobre) | De 7h à 10h et de 18h à 23h | - | De 2h à 6h et de 11h à 17h |
Évolutions passées du TURPE (1 à 6)
Depuis son introduction en 2000, le Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Électricité (TURPE) a évolué pour s'adapter aux changements du marché de l'électricité et aux besoins croissants en matière de réseau. Voici un aperçu des différentes versions du TURPE, mettant en avant leurs caractéristiques et les innovations apportées à chaque période tarifaire.
| TURPE | Période | Caractéristiques |
|---|---|---|
| TURPE 1 | 2000 à 2006 |
|
| TURPE 2 | 2006 à 2009 |
|
| TURPE 3 * | 2009 à 2013 |
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| TURPE 4 | 2013 à 2017 |
|
| TURPE 5 | 2017 à 2021 |
|
| TURPE 6 | 2021 à 2025 |
|
| TURPE 7 | 2025 à 2029 |
|
TURPE 2 (2006 - 2009)
Le TURPE 2 a été adopté par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) pour entrer en vigueur le 1ᵉʳ janvier 2006 pour une durée de trois ans. Ce tarif visait à renforcer la transparence tarifaire et à mieux refléter les coûts réels d’exploitation et d’entretien des réseaux publics d’électricité.
Méthodologie révisée de calcul des charges de capital
Lors de l'introduction du TURPE 2, la CRE a ajusté la méthodologie de calcul des charges de capital afin d’intégrer plus précisément les investissements nécessaires à l’entretien et au développement des infrastructures électriques. Cette méthode prévoyait la prise en compte du coût moyen pondéré du capital (CMPC) pour assurer une rémunération équitable des gestionnaires de réseau.
En conséquence, des investissements annuels de 1 500 millions d'euros pour EDF Réseau Distribution (ERD) et de 800 millions d'euros pour Réseau de Transport d’Électricité (RTE) ont été prévus sur la période 2006-2009. Les tarifs ont été ajustés pour couvrir ces coûts, conduisant à des charges nettes d’exploitation de 4 300 millions d'euros en 2006, 4 450 millions d'euros en 2007, et 4 600 millions d'euros en 2008.
Incitations à la maîtrise des coûts et à l'amélioration de la qualité
Le TURPE 2 a introduit des incitations financières pour encourager les gestionnaires de réseau à maîtriser leurs coûts et à améliorer leurs performances en matière de qualité de service. Les objectifs fixés comprenaient, par exemple, la réduction de la durée moyenne des coupures à 70 minutes en 2006, 65 minutes en 2007, et 60 minutes en 2008.
La fréquence moyenne des coupures devait également être réduite à 3 coupures par an en 2006, 2,8 en 2007, et 2,6 en 2008. Des dispositifs de pénalités et de bonifications ont été introduits pour inciter les gestionnaires à atteindre ces cibles.
Développement des réseaux électriques intelligents
Le TURPE 2 a mis l'accent sur le développement des réseaux intelligents (Smart Grids). En 2006, les investissements pour les projets de Smart Grids ont été de 120 millions d'euros, 130 millions d'euros en 2007, et 140 millions d'euros en 2008. Ces investissements comprenaient la mise en place de systèmes de télérelève et de gestion avancée de l'électricité.
Les initiatives de R&D, soutenues par la CRE, ont contribué à l'intégration des nouvelles technologies dans la gestion des réseaux, promouvant une meilleure efficacité énergétique et une gestion optimisée des flux d’électricité.
Modifications tarifaires
Dans le cadre du TURPE 2, la structure tarifaire a été révisée pour supprimer certaines options de tarification jugées obsolètes et aligner les tarifs avec les coûts d’exploitation. Au 1ᵉʳ janvier 2006, une augmentation moyenne des tarifs de 3% a été appliquée, incluant une hausse de 2% pour les utilisateurs en haute tension B (HTB) et de 1.5% pour ceux en basse tension (BT) inférieure à 36 kVA.
Cependant, les grands industriels en haute tension A (HTA) ont bénéficié d'une réduction de -0.5% pour les encourager à optimiser leur consommation pendant les heures non-pointe.
Taux de rémunération et couverture des charges
Le taux de rémunération des capitaux propres régulés a été révisé pour garantir une rémunération adéquate en tenant compte des risques financiers. En 2006, la rémunération des capitaux propres régulés a été fixée à 100 millions d'euros, augmentant à 110 millions d'euros en 2007 et 120 millions d'euros en 2008.
Les charges de capital prévisionnelles ont été ajustées en fonction des besoins d'investissements, atteignant 3 500 millions d’euros en 2006, 3 700 millions d’euros en 2007, et 3 900 millions d’euros en 2008.
Développement des projets de Recherche et Innovation (R&D)
Les investissements dans des projets pilotes, notamment dans les Smart Grids, ont été significatifs. Par exemple, en 2006, des projets tels que le projet de gestion intelligente de la demande ont reçu un financement de 50 millions d'euros. Des suivis réguliers et des rapports détaillés ont permis d’évaluer les avancées et d’ajuster les stratégies en conséquence.
Les initiatives telles que le déploiement de la télérelève et des systèmes de gestion intelligente ont servi de vitrines pour les technologies avancées. Ces projets ont non seulement contribué à l'amélioration de l'efficacité énergétique mais ont aussi préparé les infrastructures électriques pour les défis futurs.
TURPE 3 (2009 - 2013)
Les principales évolutions entre le TURPE 2 et le TURPE 3 se caractérisent par une augmentation significative des investissements pour améliorer la qualité et la sécurité des infrastructures, une modulation tarifaire renforcée pour encourager une consommation en dehors des périodes de pointe, et des mécanismes de régulation incitative pour maîtriser les coûts et améliorer la performance des gestionnaires de réseaux.
Augmentation des investissements
La CRE a retenu un scénario plus ambitieux pour améliorer la qualité de desserte des réseaux de distribution, ce qui a conduit à des investissements supplémentaires de 20% pour la période 2009-2012. Les investissements sur les réseaux de distribution financés par ERDF (devenu Enedis) ont ainsi atteint 11,9 milliards d'euros, soit une augmentation de 45% par rapport à 2008. Ce montant inclut 3,3 milliards d'euros dédiés à l’amélioration de la qualité de desserte et 3,9 milliards d'euros pour les raccordements.
En parallèle, les investissements sur le réseau de transport, gérés par RTE, se sont élevés à 4,7 milliards d'euros entre 2009 et 2012, marquant une progression de 36% par rapport à 2008. Ces investissements se répartissent entre :
- le développement du réseau de grand transport et des interconnexions (1,5 milliard d'euros) ;
- le développement des réseaux régionaux (1,4 milliard d'euros) ;
- le renouvellement du réseau (1,3 milliard d'euros).
Sécurisation et modernisation
RTE a vu son enveloppe budgétaire pour la sécurisation des infrastructures de réseaux électriques passer de 1,7 milliard d'euros à 2,4 milliards d'euros, soit une augmentation de 41%. Ce financement supplémentaire était destiné à la sécurisation d'infrastructures non prévues dans le programme initial, avec une cible d’achèvement pour 2017.
Modifications tarifaires
Le TURPE 3 a introduit une augmentation initiale de 2% pour le tarif d'utilisation du réseau de transport et de 3% pour le tarif d'utilisation des réseaux de distribution à son entrée en vigueur. De 2010 à 2012, les grilles tarifaires ont évolué en fonction du taux d'inflation majoré de 0,4% pour le réseau de transport et de 1,3% pour les réseaux de distribution.
Ces évolutions ont été conçues pour permettre à ERDF de couvrir ses investissements sans avoir besoin de recourir à l'emprunt, sous réserve de la politique de dividendes de son actionnaire.
Innovations régulatoires
Le TURPE 3 a également introduit un renforcement de la modulation temporelle des tarifs de distribution pour inciter les consommateurs à consommer en dehors des périodes de pointe. La régulation incitative inclut des plans pour améliorer la continuité de l’alimentation et la qualité de service, ainsi que des incitations financières pour encourager les gestionnaires de réseaux à maîtriser leurs coûts et à améliorer leur efficacité.
Taux de rémunération des actifs
Le TURPE 3 a maintenu le taux de rémunération de la base d’actifs régulés (BAR) à 7,25%, nominal avant impôt. Ce taux prend en compte un accroissement des coûts de financement ainsi qu’une diminution du profil de risque des gestionnaires de réseaux, grâce à l’élargissement du périmètre du Compte de Régulation des Charges et des Produits (CRCP).
Incitations à la maîtrise des coûts
Pour inciter les gestionnaires de réseaux à maîtriser leurs coûts, la CRE a mis en place une série de mécanismes visant à partager les gains de productivité réalisés. En cas de gains supplémentaires par rapport aux trajectoires prédéfinies, une partie des bénéfices était reversée aux consommateurs.
TURPE 4 (2014 - 2017)
Les principales évolutions entre le TURPE 3 et le TURPE 4 se caractérisent par une révision de la méthodologie de calcul des charges de capital, une intégration renforcée des incitations à la qualité et à l'innovation, et des mesures spécifiques pour favoriser le développement des « Smart Grids » comme les compteurs Linky.
Méthodologie révisée de calcul des charges de capital
À la suite de l’annulation des précédents tarifs par le Conseil d’État, la CRE a revu la méthodologie de calcul des charges de capital d’ERDF pour mieux prendre en compte les spécificités des concessions de distribution publique. La nouvelle formule inclut les comptes spécifiques des concessions et les provisions pour renouvellement. En conséquence, une hausse initiale de 3,6% des tarifs a été mise en place au 1ᵉʳ janvier 2014, suivie d'une indexation sur l'inflation chaque 1ᵉʳ août jusqu'en 2017.
Incitations renforcées à la maîtrise des coûts et à l'amélioration de la qualité
Le TURPE 4 reconduit le cadre existant de régulation pluriannuelle destiné à encourager ERDF à améliorer la maîtrise de ses coûts, la continuité de l’alimentation, et la qualité du service rendu aux utilisateurs. Parmi les nouvelles mesures, la CRE a introduit un dispositif de pénalités pour les coupures de plus de six heures et un suivi des coûts unitaires des investissements d’ERDF. En parallèle, un mécanisme de suivi des investissements « qualité et modernisation du réseau » a été mis en place.
Développement des réseaux électriques intelligents
Un fort accent est mis sur le développement des « Smart Grids » et la recherche et développement (R&D). La CRE a lancé plusieurs initiatives pour cela, incluant le déploiement des compteurs Linky, bien que les charges liées à ce projet soient distinctes du présent tarif.
Modifications tarifaires
Le TURPE 4 a supprimé l’option moyenne utilisation sans différenciation temporelle pour les consommateurs ayant une puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA, afin de mieux aligner la structure tarifaire avec les objectifs de la politique énergétique. Les tarifs continuent d’être ajustés annuellement en fonction de l'inflation et de l'apurement du compte de régulation des charges et des produits (CRCP), avec un ajustement mécanique chaque 1ᵉʳ août.
Régulation incitative et innovations
Le cadre incitatif a été renforcé pour encourager la qualité de service et la continuité de l’alimentation. ERDF a également été incité à investir dans des projets R&D et à rendre compte annuellement des progrès réalisés. Les obligations de transparence incluent la publication de rapports détaillant les initiatives de « Smart Grids » et autres innovations.
Suivi et audit des coûts
Pour assurer une maîtrise des coûts et éviter de potentielles dérives, un suivi des coûts unitaires d’investissement a été instauré. Ce suivi inclut une répartition des coûts par niveaux de tension, techniques de construction, et zones géographiques. Ce mécanisme vise à garantir que tous les investissements réalisés sont nécessaires et réalisés de manière efficace.
Taux de rémunération et couverture des charges
Le taux de rémunération de la base d'actifs régulés (BAR) a été maintenu à 7,25%, nominal avant impôt. Ce taux prend en compte une augmentation des coûts de financement ainsi qu'une réduction du profil de risque des gestionnaires de réseaux, grâce à l'élargissement du périmètre du CRCP. Pour la période 2014-2017, les charges d'exploitation incluent des objectifs de productivité et tiennent compte des nouveaux impératifs réglementaires et des frais liés à des évolutions technologiques.
Développement des projets de recherche et innovation
Les investissements dans des projets pilotes comme les « Smart Grids » sont appuyés par la CRE. Entre autres, différents projets significatifs, tels que Nice Grid et Lyon Confluence, sont menés pour tester et déployer des solutions innovantes dans la gestion des réseaux électriques. Un suivi régulier et des rapports biennaux permettent d’évaluer les progrès réalisés et d’ajuster les stratégies si nécessaire.
TURPE 5 (2017 - 2021)
Le TURPE 5 a été adopté par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) pour entrer en vigueur le 1ᵉʳ août 2017 pour une durée de quatre ans. Cependant, une décision du Conseil d'État en mars 2018 a annulé partiellement l'application du TURPE 5, obligeant la CRE à mettre en place une version corrigée appelée TURPE 5 Bis.
Méthodologie révisée de calcul des charges de capital
Suite à l'annulation partielle par le Conseil d'État, la CRE a révisé la méthodologie de calcul des charges de capital pour intégrer le taux sans risque en plus de la prime de risque. En conséquence, les tarifs ont été ajustés pour refléter plus précisément les coûts réels d’exploitation et d’entretien des réseaux publics d’électricité.
Cela a initialement conduit à des charges nettes d'exploitation, hors charges liées au système électrique, de 4 694 millions d'euros en 2018, ajustées chaque année pour faire face à l'inflation et à la montée des coûts.
Incitations renforcées à la maîtrise des coûts et à l'amélioration de la qualité
Le TURPE 5 inclut un cadre de régulation incitative renforcé pour encourager Enedis à maîtriser ses coûts, améliorer la continuité de l’alimentation et la qualité de service. Des dispositifs de pénalités ont été introduits pour limiter les coupures de longue durée.
Par exemple, l'objectif de durée moyenne annuelle des coupures en basse tension (BT) est fixé à 64 minutes en 2018, 63 minutes en 2019, et 62 minutes en 2020. De plus, la fréquence moyenne des coupures doit être réduite à 2,52 coupures par an en 2018, 2,36 en 2019, et 2,20 en 2020.
Développement des réseaux électriques intelligents
Le TURPE 5 met un fort accent sur le développement des réseaux intelligents. La CRE a lancé plusieurs initiatives pour promouvoir les « Smart Grids », notamment le déploiement massif des compteurs Linky.
En 2018, les investissements pour le projet Linky s'élevaient à 965 millions d'euros, avec des budgets de 965 millions d'euros en 2019 et 822 millions d'euros en 2020. Les projets pilotes et les investissements en recherche et développement ont été soutenus pour intégrer des solutions innovantes dans la gestion des réseaux.
Modifications tarifaires
La structure tarifaire du TURPE 5 a été ajustée pour aligner les tarifs avec les objectifs de la politique énergétique. Des modifications tarifaires ont été introduites, telles que la suppression de certaines options de tarification pour les petits consommateurs.
En date du 1ᵉʳ août 2018, la grille tarifaire moyenne a connu une diminution de -0,21%, avec des baisses de -1,16% pour les utilisateurs raccordés en haute tension A (HTA) et de -0,59 % pour ceux en basse tension (> 36 kVA), mais une hausse de +0,14 % pour les petits consommateurs en basse tension (≤ 36 kVA).
Taux de rémunération et couverture des charges
Le taux de rémunération des capitaux propres régulés a été ajusté pour inclure une rémunération adéquate, tenant compte des risques financiers. En 2018, la rémunération des capitaux propres régulés s’élève à environ 64 millions d'euros.
Les charges de capital totales prévisionnelles ont été ajustées, atteignant 4 321 millions d’euros en 2018, 4 569 millions d’euros en 2019, et 4 799 millions d’euros en 2020.
Développement des projets de Recherche et Innovation (R&D)
Les investissements dans des projets pilotes comme les « Smart Grids » sont soutenus par la CRE. Différents projets significatifs ont été menés pour tester et déployer des solutions innovantes dans la gestion des réseaux électriques.
En particulier, des initiatives telles que Nice Grid et Lyon Confluence, mis en place dans le cadre du TURPE 4, ont servi de vitrine pour les technologies avancées. Un suivi régulier et des rapports détaillés permettent d’évaluer les progrès réalisés et d’ajuster les stratégies en conséquence.
TURPE 6 (2021 - 2025)
Le TURPE 6 a intégré des dispositifs favorisant la transition énergétique, tels que la promotion de l'autoconsommation et l'incitation à une gestion plus flexible de la demande.
Cependant, il a été marqué par une gestion tarifaire réactive face aux crises énergétiques successives. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a anticipé une hausse de 7,7 % du tarif de distribution (HTA-BT) dès le 1er février 2025. Cette décision visait à apurer le solde du Compte de Régularisation des Charges et des Produits (CRCP), s'élevant à 2,341 milliards d'euros pour Enedis et 532,6 millions d'euros pour RTE, en raison de charges exceptionnelles accumulées pendant la crise énergétique. L'augmentation anticipée a permis de lisser l'impact tarifaire sur les consommateurs, évitant ainsi une hausse brutale en août 2025 et assurant une stabilité des tarifs pour l'année 2025. Cette approche a permis de faciliter la transition vers le TURPE 7.
Questions et réponses
Quelle différence entre le TURPE réel et le TURPE moyen ?
La différence entre le TURPE réel et le TURPE moyen concerne la manière dont les coûts de l'utilisation des réseaux publics d'électricité sont calculés et appliqués aux consommateurs.
Le TURPE réel fait référence à la facturation basée sur la consommation et l'utilisation spécifiques d'un client donné. Ce tarif prend en compte les caractéristiques précises du raccordement d’un client au réseau électrique (par exemple, la puissance souscrite, le niveau de tension, la localisation géographique). Cela signifie que chaque utilisateur paie en fonction de l'impact réel de sa consommation et de ses besoins sur le réseau de distribution.
Le TURPE moyen, en revanche, représente une approche plus généralisée où le coût est réparti de manière plus homogène entre les clients du fournisseur. Dans ce cas, la facturation est basée sur une moyenne des coûts de gestion du réseau, ce qui signifie que tous les consommateurs d'une même catégorie paient le même montant, peu importe leurs conditions spécifiques d'utilisation.
Comment le TURPE encourage-t-il la transition énergétique en France ?
Le TURPE joue un rôle essentiel dans la transition énergétique en France en finançant les investissements nécessaires au développement des réseaux électriques intelligents, comme les Smart Grids. Ces réseaux permettent une meilleure intégration des sources d’énergie renouvelable, comme l’éolien et le solaire, dans le système électrique national. En outre, le TURPE contribue au financement des infrastructures nécessaires à la recharge des véhicules électriques et à l'extension des capacités de stockage d’énergie.
Le déploiement des compteurs communicants Linky, soutenu par le TURPE, est un autre exemple de sa contribution à la transition énergétique. Ces compteurs permettent de suivre et d'ajuster plus finement la consommation d’électricité en fonction des besoins, réduisant ainsi les pics de demande et facilitant l’intégration des énergies renouvelables. À terme, cela permet de réduire les émissions de CO2 et d’optimiser l’utilisation des ressources énergétiques.
Le TURPE est-il le même pour les consommateurs d’électricité et les producteurs d’énergie ?
Non, bien que tous les utilisateurs des réseaux électriques paient le TURPE, il existe des différences dans la manière dont il est appliqué aux consommateurs d’électricité et aux producteurs d’énergie. Les consommateurs paient le TURPE pour l’utilisation du réseau afin de recevoir l’électricité, tandis que les producteurs doivent payer pour injecter leur production dans le réseau. Les montants sont calculés différemment en fonction de la quantité d’énergie consommée ou produite, ainsi que de l’utilisation du réseau.
Pour les producteurs, le TURPE permet de garantir un réseau suffisamment robuste pour accueillir une grande quantité de production décentralisée, comme les panneaux solaires et les éoliennes.
Existe-t-il un TURPE pour le gaz ?
Non, il n'existe pas de TURPE pour le gaz, mais un système similaire appelé le Tarif d'Utilisation des Réseaux de Gaz (ATRD). Comme le TURPE pour l’électricité, l'ATRD s'applique à l'ensemble des utilisateurs des réseaux de distribution et de transport de gaz. Il couvre les coûts d'exploitation, de maintenance et d'investissement des gestionnaires de réseaux tels que GRDF pour la distribution et GRTgaz pour le transport. Le tarif ATRD est également fixé par la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE), avec des ajustements périodiques en fonction des besoins du réseau.
L'ATRD diffère du TURPE principalement en raison des spécificités liées au gaz naturel. Contrairement à l'électricité, où le coût d'acheminement est indépendant de la distance, le transport du gaz est affecté par la distance parcourue entre le point d'injection et le point de consommation. Cela signifie que le coût de l'acheminement du gaz varie selon la localisation géographique des consommateurs.
Malgré ces différences, les deux systèmes partagent un objectif commun : assurer une tarification juste et transparente pour financer les infrastructures essentielles du réseau énergétique.
Est-il possible de payer moins cher pour le TURPE ?
Il est possible d'optimiser son TURPE, mais cela dépend du type de consommateur et des informations disponibles.
Pour les particuliers et les petits professionnels, l'optimisation du TURPE est en grande partie gérée par le fournisseur d’électricité. Ce dernier choisit l'option tarifaire (Formule Tarifaire d'Acheminement ou FTA) en fonction du profil de consommation de ses clients. En ajustant ces paramètres, le fournisseur peut réduire ses propres coûts liés à l’acheminement de l’électricité.
Cependant, le consommateur particulier n’a pas directement accès à ces informations ni la possibilité de modifier son FTA. Cependant, il peut contacter son service client pour demander plus de renseignements concernant le FTA utilisé par le fournisseur.
Pour les gros professionnels, l'optimisation du TURPE devient un véritable levier financier. Les entreprises de grande taille, qui consomment d'importantes quantités d’électricité, ont la possibilité de négocier directement avec leurs fournisseurs sur les options tarifaires d'acheminement, notamment en fonction de la puissance souscrite et des plages horaires de consommation.
Ces négociations peuvent avoir un impact financier majeur, car elles permettent de réduire les coûts fixes et variables associés à l'utilisation du réseau électrique.